Schutzrelais mit Sekundäreinspeisung prüfen: Auslösekennlinie, Zeit und Binärkontakte richtig testen

→ Produktkategorie: Prüfgeräte für die Energieversorgung

Ein Überstromschutzrelais soll im Rahmen einer Inbetriebnahme oder wiederkehrenden Prüfung getestet werden. Das Relais ist beispielsweise auf einen Ansprechwert von 1,20 A und eine definierte Auslösekennlinie eingestellt.

Mit einem Relaisprüfgerät wird der Strom langsam erhöht.

Das Relais spricht bei 1,24 A an.

Anschließend wird ein höherer Prüfstrom eingespeist und die Auslösezeit gemessen. Das Ergebnis weicht jedoch deutlich vom erwarteten Wert ab.

Ist das Schutzrelais fehlerhaft?

Nicht unbedingt.

Bei einer Schutzrelaisprüfung können bereits kleine Unterschiede im Prüfaufbau das Ergebnis erheblich beeinflussen.

Typische Ursachen sind beispielsweise:

• falsche Strom- oder Spannungskanäle,
• vertauschte Phasen,
• falsche Phasenwinkel,
• ungeeignete Rampengeschwindigkeit,
• falscher Startpunkt der Zeitmessung,
• falscher Binärkontakt als Stoppsignal,
• NO- und NC-Kontakte verwechselt,
• nicht zurückgesetzte Schutzfunktionen,
• falsche CT- oder VT-Übersetzungsverhältnisse im Prüfplan,
• abweichende Kennlinienparameter.

Die Sekundäreinspeisung ist deshalb mehr als das bloße Anlegen eines Prüfstroms.

Entscheidend ist eine definierte Messkette:

Prüfplan → Strom-/Spannungsausgänge → Schutzrelais → Schutzlogik → Ausgangskontakt → Binäreingang des Prüfgerätes → Zeitmessung → Bewertung

Prüfgeräte für diese Anwendungen finden Sie bei ICS Schneider unter Prüfgeräte für die Energieversorgung. Eine Übersicht weiterer elektrischer Mess- und Prüfgeräte finden Sie unter Elektrische Mess- und Prüfgeräte.

Was bedeutet Sekundäreinspeisung bei Schutzrelais?

Bei einer Sekundärprüfung werden definierte elektrische Prüfgrößen direkt auf die Eingänge des Schutzrelais beziehungsweise auf dessen Prüfkreis eingespeist.

Das Prüfgerät simuliert damit die Signale, die das Relais im realen Betrieb beispielsweise von:

• Stromwandlern,
• Spannungswandlern,
• Sensoren,
• oder digitalen Prozessschnittstellen

erhalten würde.

Typische Prüfgrößen sind:

• Wechselstrom,
• Wechselspannung,
• Frequenz,
• Phasenwinkel,
• Phasenfolge,
• symmetrische und unsymmetrische Zustände.

Das Relais verarbeitet diese Signale entsprechend seiner Parametrierung.

Das Prüfgerät überwacht gleichzeitig, wann beispielsweise ein Tripkontakt oder ein anderes Ausgangssignal seinen Zustand verändert.

Dadurch können unter anderem:

• Ansprechwerte,
• Rückfallwerte,
• Auslösezeiten,
• Kennlinien,
• Richtungsfunktionen,
• Logikfunktionen

überprüft werden.

Primärprüfung und Sekundärprüfung unterscheiden

Primär- und Sekundärprüfung betrachten unterschiedliche Teile der Schutzkette.

Prüfverfahren	Prüfumfang	Typischer Zweck
Sekundäreinspeisung	Direkte Prüfung der Schutzrelais-Eingänge und Schutzfunktion	Parametrierung, Kennlinie, Auslösezeit, Logik
Primäreinspeisung	Prüfung über den realen Primärstromkreis	Gesamtkette einschließlich Stromwandler und Verdrahtung

Eine erfolgreiche Sekundärprüfung bestätigt deshalb nicht automatisch die komplette Messkette vom Primärleiter bis zum Relais.

Beispielsweise können:

• falsche Stromwandlerübersetzungen,
• Verdrahtungsfehler,
• falsche Polarität,
• Probleme an Prüfklemmleisten

außerhalb des direkt geprüften Relaiskreises liegen.

Umgekehrt bietet die Sekundäreinspeisung einen großen Vorteil:

Das Schutzrelais kann mit sehr definierten Strömen, Spannungen, Winkeln und Zeitabläufen geprüft werden, ohne die entsprechenden Primärgrößen im Leistungskreis erzeugen zu müssen.

Sichere Trennung vor der Relaisprüfung

Schutzrelaisprüfungen werden an elektrischen Energieversorgungsanlagen durchgeführt. Deshalb muss vor Beginn eindeutig festgelegt werden, welche Strom-, Spannungs-, Hilfsenergie- und Auslösekreise während der Prüfung aktiv beziehungsweise getrennt bleiben.

Die konkrete Vorgehensweise richtet sich nach Anlage, Schaltberechtigung, Prüfklemmensystem und betrieblicher Arbeitsanweisung und gehört ausschließlich in die Hände entsprechend qualifizierter Fachkräfte.

Stromwandlerkreise besonders beachten

Ein Stromwandler-Sekundärkreis darf bei primär belastetem Stromwandler nicht unkontrolliert geöffnet werden.

Bei einer Sekundäreinspeisung muss deshalb über geeignete Prüfklemmleisten beziehungsweise Prüfstecker sichergestellt werden, dass:

• der reale Stromwandlerkreis korrekt behandelt wird,
• die Relaisseite definiert vom Wandlerkreis getrennt wird,
• keine gefährlichen Zustände durch einen offenen CT-Sekundärkreis entstehen.

Spannungswandlerkreise trennen

Bei Spannungskreisen muss verhindert werden, dass die vom Prüfgerät erzeugte Spannung in einen aktiven Anlagenkreis zurückgespeist wird.

Die betreffenden Prüf- beziehungsweise Trennstellen müssen deshalb eindeutig festgelegt sein.

Tripkreis bewusst behandeln

Vor der Prüfung muss ebenfalls geklärt werden:

Soll nur das Relais geprüft werden oder soll der reale Leistungsschalter tatsächlich auslösen?

Bei einer reinen Relaisprüfung wird die reale Auslösung häufig kontrolliert blockiert beziehungsweise getrennt.

Bei einer End-to-End- oder Gesamtfunktionsprüfung kann dagegen gerade die reale Auslösung Teil des Prüfzieles sein.

Dieser Unterschied muss vor dem ersten Prüfpunkt feststehen.

Prüfplan vor der Einspeisung erstellen

Eine Schutzprüfung sollte nicht damit beginnen, beliebige Ströme einzuspeisen und die Relaisreaktion zu beobachten.

Zunächst werden die Schutzparameter erfasst.

Bei einem einfachen Überstromschutz beispielsweise:

• Stromwandlerübersetzung,
• Nennstrom des Relais,
• Ansprechwert I>,
• gegebenenfalls zweite Stufe I>>,
• Kennlinientyp,
• Zeitmultiplikator beziehungsweise Zeitfaktor,
• gerichtet oder ungerichtet,
• Tripkontakt,
• eventuelle Blockierbedingungen.

Primärwert und Sekundärwert nicht verwechseln

Ein Schutzrelais kann seine Einstellungen beispielsweise als Primärwerte anzeigen, während das Prüfgerät Sekundärstrom erzeugt.

Bei einem Stromwandler:

600 A / 1 A

entsprechen:

600 A primär = 1 A sekundär

Ein primärer Schutzwert von:

I> = 720 A

entspricht damit sekundär:

I> = 720 / 600 · 1 A = 1,20 A

Wird dieser Zusammenhang nicht sauber berücksichtigt, kann ein vollkommen korrekt arbeitendes Relais scheinbar einen falschen Ansprechwert besitzen.

Strom- und Spannungskanäle richtig zuordnen

Bei mehrphasigen Schutzrelais muss eindeutig dokumentiert werden, welcher Ausgang des Prüfgerätes mit welchem Relaiskanal verbunden ist.

Beispielsweise:

Prüfgerät	Relais
I1	IL1
I2	IL2
I3	IL3
V1	UL1
V2	UL2
V3	UL3

Bei einfachen ungerichteten Überstromfunktionen fällt ein Kanalfehler unter Umständen schnell auf.

Bei:

• Richtungsschutz,
• Distanzschutz,
• Differentialschutz,
• Leistungs- oder Blindleistungsschutz

kann eine falsche Phasenzuordnung dagegen zu wesentlich schwerer interpretierbaren Ergebnissen führen.

Phasenlage und Phasenfolge beachten

Bei einer dreiphasigen Prüfung reicht es nicht aus, drei Ströme mit demselben Betrag einzuspeisen.

Auch ihre Phasenlage muss stimmen.

Eine typische positive Phasenfolge kann beispielsweise beschrieben werden als:

IL1 = I ∠ 0°

IL2 = I ∠ -120°

IL3 = I ∠ +120°

Eine äquivalente Darstellung mit anderen Winkelbezügen ist möglich.

Entscheidend ist, dass die Winkeldefinitionen von:

• Prüfsoftware,
• Relaisparametrierung,
• Anschlussplan

konsistent interpretiert werden.

Vorzeichenfehler können die Richtung umkehren

Wird beispielsweise ein Stromkanal mit umgekehrter Polarität angeschlossen, entspricht dies messtechnisch einer Phasenverschiebung von 180°.

Bei einem ungerichteten Überstromschutz kann der Betrag weiterhin plausibel erscheinen.

Bei einer Richtungsfunktion kann derselbe Fehler jedoch dazu führen, dass:

Vorwärtsfehler als Rückwärtsfehler erkannt werden oder die Schutzfunktion überhaupt nicht freigegeben wird.

Ansprechwert des Schutzrelais bestimmen

Der Ansprechwert wird häufig mit einer Rampenprüfung bestimmt.

Bei einem Überstromschutz wird der Prüfstrom beispielsweise zunächst unterhalb der Schwelle eingestellt:

I = 0,90 · I>

Danach wird der Strom kontrolliert erhöht.

Sobald das Relais seine Schutzstufe anregt, wird der entsprechende Stromwert gespeichert.

Beispiel

Einstellung:

I> = 1,20 A

Gemessener Ansprechwert:

Ipickup = 1,22 A

Relative Abweichung:

δ = (1,22 - 1,20) / 1,20 · 100 %

δ ≈ +1,7 %

Ob dieser Wert zulässig ist, richtet sich nach Relais, Schutzfunktion, Herstellerspezifikation und vereinbarter Prüftoleranz.

Rampenprüfung richtig einsetzen

Eine Rampenprüfung eignet sich besonders gut zur Ermittlung von:

• Ansprechwerten,
• Rückfallwerten,
• Grenzen einer Richtungszone,
• Frequenzschwellen,
• Spannungsschwellen.

Der Prüfwert wird dabei kontinuierlich oder schrittweise verändert.

Die Rampengeschwindigkeit beeinflusst das Ergebnis

Eine sehr schnelle Rampe kann einen Grenzbereich überspringen.

Eine extrem langsame Rampe kann dagegen dazu führen, dass zeitabhängige Funktionen bereits während der Rampe reagieren.

Deshalb müssen:

• Startwert,
• Endwert,
• Schrittweite beziehungsweise Rampengeschwindigkeit,
• Verweilzeit

zur geprüften Schutzfunktion passen.

Rampenprüfung nicht für jede Zeitmessung verwenden

Ein häufiger Fehler besteht darin, mit einer Stromrampe gleichzeitig die Auslösezeit bestimmen zu wollen.

Das ist problematisch, weil nicht eindeutig ist, ab welchem Zeitpunkt die Schutzfunktion ihren definierten Fehlerstrom tatsächlich gesehen hat.

Für reproduzierbare Auslösezeitmessungen ist deshalb normalerweise eine definierte Sprungprüfung geeigneter.

Sprungprüfung für Auslösezeiten verwenden

Bei einer Sprungprüfung wird zunächst ein definierter Vorfehlerzustand erzeugt.

Beispielsweise:

I = 0 A

oder:

I = 0,8 · I>

Anschließend erfolgt zu einem exakt definierten Zeitpunkt der Sprung auf:

I = 2 · I>

Gleichzeitig startet die Zeitmessung.

Wenn der ausgewählte Tripkontakt umschaltet, stoppt der Timer.

Damit ergibt sich:

tgemessen = tTripkontakt - tFehlerbeginn

Dieses Verfahren bildet den zeitlichen Ablauf wesentlich eindeutiger ab als eine langsame Rampe.

Auslösezeit korrekt messen

Vor einer Zeitmessung muss eindeutig definiert sein, was als Start- und Stoppsignal verwendet wird.

Start

Typischer Startpunkt:

Beginn des definierten Fehlerzustandes

also beispielsweise der Stromsprung auf 2 × I>.

Stop

Als Stoppsignal kann beispielsweise verwendet werden:

• Tripkontakt des Relais,
• Anregekontakt,
• separater Schutzfunktionskontakt,
• digitales Trip-Signal.

Diese Signale sind nicht zwangsläufig zeitgleich.

Tripkontakt und Leistungsschalterkontakt nicht verwechseln

Wird direkt der Relaisausgang ausgewertet, enthält die gemessene Zeit im Wesentlichen die Schutz- und Ausgangsreaktion des Relais.

Wird dagegen beispielsweise ein Hilfskontakt des realen Leistungsschalters als Stoppsignal verwendet, enthält das Ergebnis zusätzlich die Schalterzeit.

Dann gilt vereinfacht:

Gesamtzeit ≈ Relaisauslösezeit + Übertragungszeit + Leistungsschalterzeit

Beide Messungen können sinnvoll sein.

Sie beantworten aber unterschiedliche Fragen.

Auslösekennlinie systematisch prüfen

Bei zeitabhängigen Überstromfunktionen reicht ein einziger Prüfpunkt häufig nicht aus.

Stattdessen werden mehrere Stromvielfache geprüft.

Dazu kann definiert werden:

M = IPrüf / I>

Typische Prüfpunkte können beispielsweise sein:

• 1,2 × I>,
• 1,5 × I>,
• 2 × I>,
• 5 × I>,
• 10 × I>.

Die tatsächlich sinnvollen Punkte richten sich nach Kennlinie, Schutzkonzept und Herstellerangaben.

Unabhängige Zeitkennlinie

Bei einer unabhängigen Zeitstufe bleibt die eingestellte Verzögerungszeit über einen definierten Strombereich im Wesentlichen konstant.

Beispiel:

I> = 1,20 A

t> = 0,50 s

Dann sollte das Relais bei ausreichend hohem Überstrom ungefähr entsprechend der eingestellten Verzögerung auslösen.

Inverse Kennlinie

Bei einer inversen Kennlinie wird die Auslösezeit mit steigendem Überstrom kürzer.

Vereinfacht besitzen viele Kennlinien einen mathematischen Zusammenhang der Form:

t = f(I / I>, Kennlinientyp, Zeitfaktor)

Bei der Prüfung müssen deshalb insbesondere:

• Kennlinientyp,
• Ansprechwert,
• Zeitmultiplikator beziehungsweise TMS/TD,
• Prüfstrom

korrekt aus der Relaisparametrierung übernommen werden.

Eine Verwechslung der Kennlinienfamilie kann deutlich größere Zeitabweichungen erzeugen als die eigentliche Messtoleranz des Relais.

Überstromschutz prüfen

Ein typischer Prüfplan für eine einfache Überstromschutzfunktion kann mehrere Prüfungen enthalten.

1. Ansprechwert

Strom langsam vom sicheren Nichtanregebereich in Richtung I> erhöhen.

Ergebnis:

Ipickup

2. Rückfallwert

Nach erfolgter Anregung Strom langsam reduzieren.

Ergebnis:

Idropout

3. Auslösezeit

Definierter Sprung beispielsweise auf:

2 × I>

und Zeit bis zum Tripkontakt messen.

4. Weitere Kennlinienpunkte

Je nach Schutzfunktion werden zusätzliche Stromvielfache geprüft.

5. Zweite Schutzstufe

Ist zusätzlich beispielsweise:

I>>

parametriert, wird diese getrennt geprüft.

Dabei muss verhindert werden, dass eine andere Schutzstufe das Ergebnis unbeabsichtigt bestimmt.

Richtungsabhängige Schutzfunktionen prüfen

Bei richtungsabhängigen Schutzfunktionen ist nicht nur der Betrag von Strom und Spannung entscheidend.

Das Relais bewertet auch die Phasenbeziehung zwischen den verwendeten Messgrößen.

Für einen gerichteten Überstromschutz können beispielsweise relevant sein:

• Strombetrag,
• Spannungsbetrag,
• Winkel zwischen Strom und Bezugsspannung,
• Phasenfolge,
• Polarität der Messkanäle,
• eingestellter Richtungsbereich.

Typischer Fehler

Das Relais soll in Vorwärtsrichtung auslösen.

Der Prüfstrom besitzt den richtigen Betrag.

Die Prüfspannung besitzt ebenfalls den richtigen Betrag.

Der Stromwinkel ist jedoch um 180° falsch eingestellt.

Das Relais interpretiert den Prüffall dadurch als Rückwärtsfehler.

Ergebnis:

kein Trip

Der erste Verdacht lautet möglicherweise:

Richtungsschutz defekt

Tatsächlich liegt lediglich ein Fehler in der Phasenlage des Prüfaufbaus vor.

Richtungsgrenze prüfen

Bei einer Winkelprüfung kann der Phasenwinkel gezielt verändert werden.

Dadurch lässt sich ermitteln, in welchem Winkelbereich die Schutzfunktion:

• freigibt,
• blockiert,
• beziehungsweise ihre Richtungsentscheidung ändert.

Solche Prüfungen sind besonders empfindlich gegenüber falschen Phasenbezügen und vertauschter Polarität.

Binäreingänge und Binärausgänge richtig zuordnen

Die korrekte Zuordnung der Binärsignale ist für die Zeitmessung entscheidend.

Relaisausgang zum Prüfgerät

Typischer Aufbau:

Tripkontakt des Schutzrelais → Binäreingang des Relaisprüfgerätes

Der Tester erkennt die Zustandsänderung und stoppt die Zeitmessung.

Vor der Prüfung muss geklärt werden:

• welcher Ausgang tatsächlich zur Schutzstufe gehört,
• ob es sich um einen Schließer oder Öffner handelt,
• ob der Kontakt potentialfrei oder spannungsbehaftet ausgewertet wird,
• welcher Zustand als „Trip“ definiert ist.

NO und NC nicht verwechseln

Ein Relaiskontakt kann beispielsweise im Normalzustand offen sein:

NO = Normally Open

und beim Trip schließen.

Ein anderer Ausgang kann genau umgekehrt arbeiten:

NC = Normally Closed

und beim Trip öffnen.

Ist die Prüfsoftware auf die falsche Flanke eingestellt, kann:

• der Timer überhaupt nicht stoppen,
• bereits vor der Prüfung stoppen,
• oder eine scheinbar falsche Auslösezeit ermitteln.

Binärausgänge des Prüfgerätes

Bei komplexeren Prüfungen müssen häufig auch Zustände zum Relais simuliert werden.

Beispielsweise:

• Leistungsschalter offen,
• Leistungsschalter geschlossen,
• Freigabe aktiv,
• Blockierung aktiv,
• externe Verriegelung,
• Automatikzustand.

Wenn das verwendete Prüfsystem entsprechende Binärausgänge bereitstellt, können diese Signale in den Prüfablauf integriert werden.

Auch hier müssen Signalart, Spannung und zulässige Eingangsbeschaltung des Schutzrelais berücksichtigt werden.

Rückfallwert und Reset zwischen Prüfungen

Zwischen zwei Prüfungen muss sichergestellt werden, dass sich die Schutzfunktion wieder in einem definierten Ausgangszustand befindet.

Das ist besonders wichtig bei:

• gelatchten Trip-Ausgängen,
• thermischen Schutzmodellen,
• Speicherfunktionen,
• Wiedereinschaltlogiken,
• mehrstufigen Schutzfunktionen.

Wird unmittelbar nach einer Auslösung der nächste Prüfpunkt gestartet, können interne Zustände des Relais noch aktiv sein.

Das Ergebnis kann dadurch vom ersten Test abweichen.

Rückfallverhältnis

Bei bestimmten Funktionen kann zusätzlich das Verhältnis zwischen Rückfall- und Ansprechwert bewertet werden:

kr = Idropout / Ipickup

Damit lässt sich beurteilen, wie weit die Messgröße nach einer Anregung zurückgehen muss, bevor die Schutzfunktion wieder zurückfällt.

Sollwert, Istwert und Toleranz bewerten

Ein Relaisprüfprotokoll sollte nicht nur aus:

BESTANDEN

oder:

NICHT BESTANDEN

bestehen.

Sinnvoll ist eine Darstellung aus:

Prüfpunkt	Soll	Ist	Abweichung	Toleranz	Bewertung
I> Ansprechwert	1,20 A	1,22 A	+1,7 %	gemäß Vorgabe	Bestanden/Nicht bestanden
Auslösezeit bei 2 × I>	0,50 s	0,508 s	+8 ms	gemäß Vorgabe	Bestanden/Nicht bestanden

Die zulässige Toleranz darf nicht beliebig aus der Genauigkeit des Prüfgerätes abgeleitet werden.

Zu berücksichtigen sind insbesondere:

• Herstellerangaben des Schutzrelais,
• Funktionsnorm,
• Projektvorgaben,
• Netzbetreibervorgaben,
• betriebliche Prüfanweisung,
• Messunsicherheit des Prüfgerätes.

IEC-61850-Signale und klassische Kontakte unterscheiden

Bei klassischen Schutzsystemen wird die Auslösung häufig über einen physischen Relaiskontakt ausgewertet.

In digitalen Stationsarchitekturen können Schutzinformationen dagegen über IEC 61850 übertragen werden.

Je nach System können dabei beispielsweise:

• GOOSE-Nachrichten,
• Sampled Values,
• digitale Stationssignale

Teil der Schutzprüfung sein.

Dadurch verändert sich auch die Messkette.

Statt:

Relaiskontakt → Binäreingang

kann beispielsweise ein digitales Trip-Ereignis ausgewertet werden.

Das Prüfziel muss deshalb eindeutig definieren, ob geprüft wird:

• nur die analoge Schutzfunktion,
• die Schutzfunktion einschließlich Kommunikation,
• oder die vollständige End-to-End-Kette.

Typische Fehlerbilder bei der Sekundärprüfung von Schutzrelais

Beobachtung	Mögliche Ursache	Sinnvolle Prüfung
Ansprechstrom deutlich falsch	Primär-/Sekundärwert verwechselt	CT-Verhältnis und Relaisanzeige prüfen
Nur eine Phase reagiert falsch	Kanalzuordnung oder Verdrahtung	I1/I2/I3 einzeln prüfen
Dreiphasige Funktion verhält sich unerwartet	Phasenfolge falsch	Winkel und Phasenfolge kontrollieren
Richtungsschutz löst nicht aus	Falscher Strom-/Spannungswinkel	Phasor-Diagramm des Prüffalls kontrollieren
Richtung genau umgekehrt	Polarität eines Kanals vertauscht	Anschluss und Winkelbezug prüfen
Ansprechwert hängt stark von der Rampengeschwindigkeit ab	Rampe ungeeignet	Schrittweite und Verweilzeit anpassen
Auslösezeit ist bei Wiederholung unterschiedlich	Relais nicht vollständig zurückgesetzt	Reset- und Vorfehlerzustand kontrollieren
Timer stoppt überhaupt nicht	Falscher Binärkontakt	Tripkontakt und Binäreingang prüfen
Timer stoppt sofort	NO/NC beziehungsweise Startzustand falsch	Kontaktlogik kontrollieren
Gemessene Zeit deutlich länger als Relaiszeit	Leistungsschalterkontakt als Stoppsignal verwendet	Messpunkt und Prüfziel kontrollieren
Inverse Kennlinie stimmt nur an einem Punkt	Falscher Kennlinientyp oder Zeitfaktor	Relay Settings mit Prüfplan vergleichen
Zweite Überstromstufe beeinflusst Zeitmessung	Prüfstrom aktiviert mehrere Stufen	Aktive Schutzfunktionen und Zeitstufen kontrollieren
Relais reagiert auf Teststrom überhaupt nicht	Testkreis nicht korrekt auf Relaisseite geschaltet	Prüfstecker, Trennstellen und Strompfad kontrollieren
Nach der Prüfung Anlagenmeldung aktiv	Testmodus, Blockierung oder Trip-Latch nicht zurückgesetzt	Rückschaltcheck durchführen

Systematische Vorgehensweise bei der Schutzrelaisprüfung

Für reproduzierbare Prüfungen empfiehlt sich folgende Vorgehensweise:

1. Prüfziel definieren: Einzelne Schutzfunktion, Relaisgesamtfunktion oder End-to-End-Prüfung?
2. Schutzrelais identifizieren: Typ, Seriennummer, Firmware und Einbauort dokumentieren.
3. Parametersatz sichern: Aktuelle Schutzparameter vor der Prüfung dokumentieren.
4. Wandlerdaten erfassen: CT- und VT-Verhältnisse kontrollieren.
5. Schaltzustand festlegen: Prüffreigabe, Arbeitsfreigabe und Anlagenzustand klären.
6. CT-Kreise sicher behandeln: Vorgesehene Prüf- und Kurzschlusseinrichtungen verwenden.
7. VT-Kreise trennen: Rückspeisung der Prüfspannung verhindern.
8. Tripkreis definieren: Reale Schalterauslösung blockieren oder bewusst in den Prüfplan integrieren.
9. Prüfkanäle zuordnen: I1/I2/I3 und V1/V2/V3 eindeutig dokumentieren.
10. Binärsignale zuordnen: Start-, Anrege- und Tripkontakte festlegen.
11. Phasenlage kontrollieren: Winkel und Phasenfolge vor dem ersten dynamischen Test prüfen.
12. Ansprechwert prüfen: Geeignete Rampe beziehungsweise Schrittfolge verwenden.
13. Rückfallwert prüfen: Falls für die Schutzfunktion relevant.
14. Auslösezeit prüfen: Definierte Sprungprüfung verwenden.
15. Kennlinie prüfen: Mehrere repräsentative Prüfpunkte verwenden.
16. Weitere Schutzstufen prüfen: I>>, I>>> oder weitere Funktionen getrennt bewerten.
17. Richtungsfunktion prüfen: Strom-/Spannungswinkel gezielt variieren.
18. Logik prüfen: Freigaben, Blockierungen und Binäreingänge bei Bedarf einbeziehen.
19. Zwischen Prüfungen resetten: Definierten Ausgangszustand herstellen.
20. Ergebnisse bewerten: Soll, Ist, Abweichung und zulässige Toleranz dokumentieren.
21. Prüfbericht erzeugen: Prüfparameter und Ergebnisse vollständig speichern.
22. Prüfaufbau entfernen: Testleitungen und Prüfstecker kontrolliert zurückbauen.
23. Anlage zurücksetzen: Tripkreis, CT-/VT-Kreise und Schutzfunktionen wieder in den vorgesehenen Betriebszustand bringen.
24. Abschlusskontrolle: Prüfen, dass keine Testblockierung oder temporäre Parametrierung aktiv geblieben ist.

Praxisbeispiel: Überstromschutz erscheint bei der Prüfung zu langsam

Ein dreiphasiges Schutzrelais besitzt folgende vereinfachte Einstellung:

I> = 1,00 A

Für einen bestimmten Prüfpunkt wird eine erwartete Auslösezeit von:

t = 0,50 s

angesetzt.

Schritt 1: erster Prüfversuch

Der Prüfer startet bei:

0,80 A

und erhöht den Strom langsam bis:

2,00 A

Während der Rampe löst das Relais aus.

Die Prüfsoftware zeigt:

0,82 s

Die Schlussfolgerung lautet zunächst:

Relais 320 ms zu langsam

Schritt 2: Prüfverfahren analysieren

Bei genauerer Betrachtung zeigt sich, dass der Timer bereits beim Beginn der Stromrampe gestartet wurde.

Das Relais erhielt aber erst später den für den vorgesehenen Kennlinienpunkt definierten Prüfstrom.

Die gemessene Zeit enthielt deshalb zusätzlich einen Teil der Rampenzeit.

Schritt 3: Ansprechwert separat prüfen

Der Ansprechwert wird zunächst mit einer geeigneten Rampe bestimmt.

Ergebnis:

Ipickup = 1,01 A

Die Ansprechschwelle ist damit für dieses Beispiel plausibel.

Schritt 4: Auslösezeit separat prüfen

Für die Zeitmessung wird nun zunächst ein definierter Vorfehlerzustand erzeugt.

Danach erfolgt ein direkter Sprung auf:

I = 2,00 A

Der Timer startet exakt mit diesem Sprung.

Als Stoppsignal wird der korrekte Tripkontakt verwendet.

Schritt 5: Ergebnis

Gemessen wird:

t = 0,506 s

Damit liegt das Ergebnis nur:

6 ms

über dem angesetzten Sollwert von 0,500 s.

Ergebnis

Das Schutzrelais war nicht zu langsam.

Die ursprünglich gemessene Abweichung entstand durch ein ungeeignetes Prüfverfahren.

Die Rampenprüfung war für die Bestimmung des Ansprechwertes sinnvoll, aber nicht für die definierte Messung der Auslösezeit.

Prüfprotokoll vollständig dokumentieren

Ein gutes Relaisprüfprotokoll sollte später auch ohne Kenntnis des ursprünglichen Prüfaufbaus nachvollziehbar sein.

Sinnvolle Angaben sind beispielsweise:

• Anlagenbezeichnung,
• Feldbezeichnung,
• Schutzrelais-Hersteller und Typ,
• Seriennummer,
• Firmwarestand,
• Parametersatz beziehungsweise Dateiversion,
• CT-Übersetzung,
• VT-Übersetzung,
• Prüfgerät,
• Seriennummer des Prüfgerätes,
• Kalibrierstatus des Prüfgerätes,
• Datum,
• Prüfer,
• Strom- und Spannungskanalzuordnung,
• verwendete Phasenwinkel,
• Binärkontaktzuordnung,
• Ansprechwerte,
• Rückfallwerte,
• Auslösezeiten,
• Kennlinienpunkte,
• Sollwerte,
• Istwerte,
• Toleranzen,
• Bestanden/Nicht bestanden,
• Bemerkungen und Abweichungen.

Bei Prüfungen nach Parameteränderungen sollte außerdem eindeutig dokumentiert werden, welcher Parametersatz:

vor der Prüfung → während der Prüfung → nach Abschluss

im Gerät aktiv war.

Passende ICS-Produkte für die Schutzrelaisprüfung

DRTS 34 – automatisches dreiphasiges Relaisprüfgerät

Das bei ICS verfügbare DRTS 34 ist besonders für moderne Schutzrelaisprüfungen geeignet.

Das System stellt gleichzeitig:

• 3 Stromgeneratoren,
• 4 Spannungsgeneratoren,
• 1 Batteriesimulator-Ausgang

zur Verfügung.

Die Stromausgänge ermöglichen:

3 × 32 A

beziehungsweise zusammengeschaltet:

1 × 96 A

mit hoher verfügbarer Ausgangsleistung.

Zu den relevanten Eigenschaften gehören außerdem:

• Ausgangsgenauigkeit besser als 0,05 %,
• manuelle Bedienung über Farbdisplay,
• USB- und Ethernet-Schnittstellen,
• IEC-61850-Schnittstelle,
• GPS- und IRIG-B-Schnittstelle für End-to-End-Anwendungen,
• Anbindung an TDMS.

Damit eignet sich das DRTS 34 beispielsweise für:

• Überstromschutz,
• Spannungsschutz,
• Frequenzschutz,
• Richtungsschutz,
• Distanzschutz,
• dreiphasige Multifunktionsschutzrelais.

Weitere Informationen finden Sie unter DRTS 34 bei ICS Schneider.

DRTS 66 – sechs Strom- und sechs Spannungsgeneratoren

Für Schutzprüfungen mit einer größeren Anzahl gleichzeitig benötigter analoger Größen bietet ICS das DRTS 66 an.

Das Gerät verfügt über:

• 6 Stromgeneratoren,
• 6 Spannungsgeneratoren,
• 1 Batteriesimulator-Ausgang.

Bei den Stromausgängen stehen je nach Verschaltung unter anderem:

6 × 32 A

3 × 64 A

beziehungsweise:

1 × 128 A

zur Verfügung.

Durch die größere Anzahl simultaner Ausgangskanäle ist das System besonders interessant für komplexere mehrphasige Schutzfunktionen, bei denen mehrere Strom- beziehungsweise Spannungssysteme gleichzeitig simuliert werden müssen.

Das DRTS 66 unterstützt ebenfalls IEC 61850 sowie die TDMS-Software.

Weitere Informationen finden Sie unter DRTS 66 bei ICS Schneider.

T 1000 PLUS – Secondary Injection Relay Test Set

Das T 1000 PLUS ist ein Relaisprüfgerät speziell für Sekundäreinspeisungen und eignet sich insbesondere für klassische Relais- und Wandlerprüfungen.

Zu den verfügbaren Prüffunktionen gehören unter anderem:

• Stromausgang bis 250 A,
• AC-Spannungsausgang bis 250 V,
• DC-Spannungsausgang bis 300 V,
• Frequenzgenerator von 15 bis 550 Hz,
• Phasenwinkeleinstellung,
• Batteriesimulator von 20 bis 260 V DC,
• Oszilloskopfunktion für Strom und Spannung,
• Speicherung von Prüfergebnissen und Einstellungen.

Das System ist damit unter anderem für Verteilnetzrelais, einphasige Schutzrelais und Relais mit höherer Bürde interessant.

Weitere Informationen finden Sie unter T 1000 PLUS bei ICS Schneider.

TDMS Pro – Prüfabläufe und Schutzrelaisberichte strukturieren

Für DRTS-Prüfsysteme bietet ICS die TDMS Pro Software for Protective Relay Testing.

Die Software unterstützt unter anderem:

• automatischen Import von Relaiseinstellungen,
• Relaisbibliotheken verschiedener Hersteller,
• Konfiguration der DRTS-Prüfgeräte,
• Erstellung komplexer Prüfsequenzen über den Test Plan Editor,
• IEC-61850-Prüfungen,
• Erstellung professioneller Prüfberichte.

TDMS Pro ist unter anderem mit:

• DRTS 66,
• DRTS 64,
• DRTS 34,
• DRTS 33

kompatibel.

Gerade bei wiederkehrenden Schutzprüfungen ermöglicht ein gespeicherter Prüfplan eine wesentlich reproduzierbarere Durchführung als ein vollständig manueller Einzeltest.

Weitere Informationen finden Sie unter TDMS Pro bei ICS Schneider.

Welche Lösung passt zu welcher Prüfaufgabe?

Prüfaufgabe	Sinnvolle Lösung
Dreiphasiges Multifunktionsschutzrelais	DRTS 34
Überstrom-, Spannungs- und Richtungsschutz	DRTS 34
Komplexe Prüfungen mit vielen simultanen Strom-/Spannungskanälen	DRTS 66
Mehrsystem- beziehungsweise anspruchsvolle Differentialschutzprüfung	DRTS 66
Klassische Sekundäreinspeisung und einphasige Relaisprüfung	T 1000 PLUS
Automatisierte Prüfpläne und wiederkehrende Schutzprüfungen	DRTS-Serie mit TDMS Pro
IEC-61850-basierte Schutzprüfung	DRTS 34 beziehungsweise DRTS 66 mit geeigneter Softwarekonfiguration
Automatische Prüfberichte und Ergebnisverwaltung	TDMS Pro

Weitere Systeme finden Sie unter Prüfgeräte für die Energieversorgung bei ICS Schneider.

Fazit

Die Sekundäreinspeisung ist eines der wichtigsten Verfahren zur Funktionsprüfung moderner Schutzrelais.

Dabei werden definierte Ströme, Spannungen, Frequenzen und Phasenwinkel direkt auf die Schutzrelais-Eingänge gegeben und das Reaktionsverhalten gemessen.

Die reine Genauigkeit des Relaisprüfgerätes reicht für eine belastbare Prüfung jedoch nicht aus.

Ebenso wichtig sind:

• korrekte Wandlerdaten,
• richtige Strom- und Spannungskanäle,
• korrekte Phasenfolge,
• richtige Phasenwinkel,
• geeignete Rampen- und Sprungverfahren,
• eindeutig zugeordnete Binärkontakte,
• ein definierter Ausgangszustand vor jedem Prüfpunkt,
• korrekt gewählte Kennlinie und Zeitparameter.

Für die Bestimmung des Ansprechwertes eignet sich häufig eine Rampen- beziehungsweise Schrittprüfung.

Für die Auslösezeit sollte dagegen ein definierter Fehlerzustand möglichst sprunghaft aufgeschaltet werden, damit der Startpunkt der Zeitmessung eindeutig ist.

Bei richtungsabhängigen Funktionen wird zusätzlich die Phasenlage zwischen Strom und Spannung entscheidend.

Ein um 180° vertauschter Stromkanal kann dabei aus einem Vorwärtsfehler messtechnisch einen Rückwärtsfehler machen.

Auch der Binärkontakt muss eindeutig definiert sein.

Ein Tripkontakt des Relais, ein Anregekontakt und ein Leistungsschalter-Hilfskontakt liefern unterschiedliche Zeitinformationen.

Besonders wichtig ist außerdem die sichere Trennung des Prüfkreises von der realen Anlage.

Stromwandler-, Spannungswandler- und Tripkreise müssen entsprechend der Anlagen- und Arbeitsanweisung kontrolliert behandelt werden.

Nach Abschluss der Prüfung gehört deshalb auch die vollständige Rückstellung aller Prüf- und Blockierzustände zum Prüfprozess.

Für die Praxis gilt:

Schutzparameter sichern → Wandlerdaten kontrollieren → Anlage und Prüfkreis sicher trennen → Prüfkanäle zuordnen → Phasenlage prüfen → Ansprechwert mit geeigneter Rampe bestimmen → Auslösezeit mit definiertem Sprung messen → Binärkontakt eindeutig auswerten → Kennlinie über mehrere Punkte prüfen → Schutzlogik und Richtung testen → Ergebnisse mit Sollwert und Toleranz vergleichen → Prüfbericht speichern → Prüfaufbau entfernen → Schutzsystem vollständig in den Betriebszustand zurückführen.

FAQ: Schutzrelais mit Sekundäreinspeisung prüfen

Was ist eine Sekundärprüfung eines Schutzrelais?

Bei der Sekundärprüfung werden definierte Prüfströme und Prüfspannungen direkt auf die Eingänge beziehungsweise Prüfkreise des Schutzrelais gegeben. Dadurch können Schutzfunktionen geprüft werden, ohne die entsprechenden Primärströme im Leistungskreis erzeugen zu müssen.

Was ist der Unterschied zwischen Primär- und Sekundäreinspeisung?

Bei der Primäreinspeisung wird über den tatsächlichen Primärkreis geprüft und damit auch die Messwandler- und Verdrahtungskette einbezogen. Bei der Sekundäreinspeisung werden definierte Signale direkt auf der Relaisseite erzeugt.

Welche Schutzrelais können mit Sekundäreinspeisung geprüft werden?

Typische Beispiele sind Überstrom-, Erdschluss-, Spannungs-, Frequenz-, Richtungs-, Differential- und Distanzschutzrelais sowie digitale Multifunktionsschutzgeräte.

Wie prüft man den Ansprechwert eines Überstromschutzes?

Der Prüfstrom wird aus einem sicheren Nichtanregebereich kontrolliert erhöht. Der Stromwert, bei dem die entsprechende Schutzstufe anregt, wird als Ansprechwert erfasst.

Wie prüft man die Auslösezeit?

Für eine eindeutige Zeitmessung wird normalerweise ein definierter Fehlerwert sprunghaft aufgeschaltet. Die Zeitmessung beginnt mit dem Fehlerzustand und endet mit der definierten Änderung des Tripkontaktes beziehungsweise digitalen Tripsignals.

Warum sollte die Auslösezeit nicht einfach mit einer Stromrampe gemessen werden?

Bei einer Rampe verändert sich der Strom während der Zeitmessung kontinuierlich. Dadurch ist der Zeitpunkt, ab dem der eigentliche Prüfwert anliegt, nicht eindeutig. Für reproduzierbare Zeitprüfungen ist ein definierter Sprung deshalb meist geeigneter.

Was bedeutet I> bei einem Schutzrelais?

I> bezeichnet üblicherweise eine Überstrom-Ansprechstufe. Weitere Stufen können beispielsweise als I>> oder I>>> bezeichnet sein.

Was ist eine inverse Überstromkennlinie?

Bei einer inversen Kennlinie nimmt die Auslösezeit mit steigendem Überstrom ab. Der exakte Zusammenhang hängt vom gewählten Kennlinientyp und den eingestellten Zeitparametern ab.

Wie viele Kennlinienpunkte sollte ich prüfen?

Das hängt von Schutzfunktion, Herstelleranforderung und Prüfplan ab. Für die Bewertung einer zeitabhängigen Kennlinie sind normalerweise mehrere repräsentative Stromvielfache sinnvoller als nur ein einzelner Prüfpunkt.

Warum ist die Phasenlage bei der Relaisprüfung wichtig?

Viele Schutzfunktionen werten nicht nur Beträge, sondern auch Phasenbeziehungen aus. Das gilt insbesondere für Richtungs-, Leistungs-, Differential- und Distanzschutzfunktionen.

Was passiert bei vertauschter Strompolarität?

Eine umgekehrte Polarität entspricht bei sinusförmigen Größen einer Phasenverschiebung von 180°. Bei richtungsabhängigen Funktionen kann dadurch die erkannte Fehlerrichtung umgekehrt werden.

Warum löst ein Richtungsschutz trotz ausreichend hohem Strom nicht aus?

Neben dem Strombetrag können Spannung, Phasenwinkel, Polarität, Freigabebedingungen und Richtungseinstellungen relevant sein. Deshalb sollte insbesondere das Phasor-Diagramm des Prüffalls kontrolliert werden.

Was ist ein Binäreingang am Relaisprüfgerät?

Der Binäreingang erfasst eine Zustandsänderung, beispielsweise das Schließen oder Öffnen eines Tripkontaktes. Diese Änderung kann unter anderem als Stoppsignal für die Auslösezeitmessung verwendet werden.

Was bedeutet NO und NC?

NO bedeutet Normally Open, also im Normalzustand offen. NC bedeutet Normally Closed, also im Normalzustand geschlossen. Die Prüfsoftware muss entsprechend der tatsächlichen Kontaktlogik konfiguriert werden.

Kann ein falscher Binärkontakt die gemessene Auslösezeit verfälschen?

Ja. Anregekontakt, Tripkontakt und Leistungsschalter-Hilfskontakt können zu unterschiedlichen Zeitpunkten schalten und dürfen deshalb nicht ohne Weiteres miteinander gleichgesetzt werden.

Warum ist meine gemessene Gesamtzeit länger als die Relaisauslösezeit?

Wenn die Zeit bis zur tatsächlichen Öffnung des Leistungsschalters gemessen wird, enthält das Ergebnis zusätzlich zur Relaiszeit auch Signalübertragung und mechanische Schalterzeit.

Warum muss ein Schutzrelais zwischen Prüfungen zurückgesetzt werden?

Interne Timer, gelatchte Ausgänge, Speicherfunktionen oder thermische Modelle können ansonsten den nächsten Prüfpunkt beeinflussen.

Was ist der Rückfallwert?

Der Rückfallwert ist der Wert, bei dem eine zuvor angeregte Schutzfunktion nach Reduzierung der Messgröße wieder in den nicht angeregten Zustand zurückkehrt.

Warum müssen CT-Übersetzungsverhältnisse im Prüfplan berücksichtigt werden?

Das Relais kann Schutzwerte als Primärgrößen darstellen, während das Prüfgerät sekundäre Ströme erzeugt. Ohne korrekte Umrechnung wird ein falscher Prüfwert eingespeist.

Warum sind Stromwandlerkreise bei einer Schutzprüfung besonders kritisch?

Ein aktiv belasteter Stromwandler darf sekundär nicht unkontrolliert geöffnet werden. Für Prüfungen müssen deshalb die vorgesehenen Prüf- und Kurzschlusseinrichtungen sowie die betrieblichen Sicherheitsverfahren verwendet werden.

Muss der reale Trip zum Leistungsschalter während der Prüfung getrennt werden?

Das hängt vom Prüfziel ab. Bei einer reinen Relaisprüfung wird eine unbeabsichtigte reale Auslösung normalerweise verhindert. Bei einer vollständigen Funktions- oder End-to-End-Prüfung kann die reale Schalterauslösung dagegen Bestandteil des Tests sein.

Welche Informationen gehören in ein Prüfprotokoll?

Mindestens sollten Schutzrelais, Parametersatz, Wandlerdaten, Prüfgerät, Kanalzuordnung, Prüfwerte, Sollwerte, Istwerte, Toleranzen, Auslösezeiten, Bewertung und Prüfer dokumentiert werden.

Warum sollte der Parametersatz des Relais gesichert werden?

Nur so ist später eindeutig nachvollziehbar, welche Schutzparameter während der Prüfung aktiv waren und ob nach der Prüfung wieder der vorgesehene Parametersatz verwendet wird.

Was bedeutet End-to-End-Prüfung?

Bei einer End-to-End-Prüfung werden Schutzfunktionen an mehreren räumlich getrennten Enden eines Schutzsystems mit zeitlich koordinierten Prüfgrößen geprüft, um das Verhalten der gesamten Schutzlogik unter einem simulierten Netzfehler zu bewerten.

Welche Rolle spielt IEC 61850 bei modernen Schutzprüfungen?

Bei digitalen Stationssystemen können Mess- und Schutzinformationen über digitale Kommunikationsdienste übertragen werden. Dadurch können neben klassischen Strom-, Spannungs- und Binärsignalen auch IEC-61850-basierte Funktionen Teil des Prüfplans sein.

Welches ICS-Prüfgerät eignet sich für dreiphasige Schutzrelais?

Das DRTS 34 stellt drei Strom- und vier Spannungsgeneratoren gleichzeitig zur Verfügung und ist für eine Vielzahl dreiphasiger Schutzrelaisprüfungen ausgelegt.

Wann ist das DRTS 66 sinnvoll?

Das DRTS 66 bietet sechs Strom- und sechs Spannungsgeneratoren und ist deshalb besonders interessant, wenn für komplexe Schutzfunktionen mehrere analoge Größen gleichzeitig benötigt werden.

Wofür eignet sich das T 1000 PLUS?

Das T 1000 PLUS ist ein Sekundäreinspeise-Prüfsystem für Relais und Wandler und bietet unter anderem Strom-, AC-/DC-Spannungs-, Frequenz- und Phasenwinkelfunktionen.

Was ist TDMS Pro?

TDMS Pro ist eine Softwareplattform für die Schutzrelaisprüfung mit Funktionen für Prüfpläne, Relaisbibliotheken, automatisierte Prüfsequenzen, IEC-61850-Anwendungen und Prüfberichte.

Wo finde ich Schutzrelaisprüfgeräte bei ICS Schneider?

Eine Übersicht finden Sie unter Prüfgeräte für die Energieversorgung bei ICS Schneider.

Wo finde ich weitere elektrische Mess- und Prüfgeräte?

Eine Übersicht finden Sie unter Elektrische Mess- und Prüfgeräte bei ICS Schneider.